автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Оценка прочности линейной части магистральных нефтепроводов по данным внутритрубных инспекционных снарядов

„ „ г л п На правах рукописи

; ? о I) О г ИЮН 1997

ВАСИН ЕВГЕНИЙ СТЕПАНОВИЧ

ОЦЕНКА ПРОЧНОСТИ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ПО ДАННЫМ ВНУТРИТРУБНЫХ ИНСПЕКЦИОННЫХ СНАРЯДОВ

Специальность 05.15.13. - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

г. Москва - 1997

Работа выполнена в АО Центр технической диагностики "Диаскан" Акционерной компании но транспорту нефти "Транснефть"

Научный руководитель - доктор технических наук,

профессор Галлямов А.К. Научный консультант - кандидат технических наук Черняев К.В. Официальные оппоненты - доктор технических наук,

профессор Быков Л.И., кандидат технических наук Гумеров P.C.

Ведущее предприятие - Уральское объединение трубопроводного транспорта нефтепродуктов АК "Транснефгепродукт"

Защита состоится "15я мая 1997 г. в 12 час. на заседании диссертационного совета Д.063.09.02 в Уфимском Государственном нефтяном техническом Университете по адресу: 450062, г.Уфа, ул.Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского Государственного нефтяного технического Университета.

Автореферат разослан апреля 1997 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, доктор физико-математических наук

профессор

-pUUp Р.Н.Бахтизнн

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Обеспечение безаварийности и безопасности эксплуатации магистральных трубопроводных систем для экологии и населения страны является определяющим требованием.

Акционерная Компания по транспорту нефти "Транснефть" эксплуатирует 48.5 тыс. км магистральных нефтепроводов (МН). Срок службы более половины из них составляет 25 лет и выше. С ростом срока эксплуатации нефтепроводов, постоянно находящихся под воздействием перекачиваемой нефти и окружающей среды, увеличивается количество коррозионных и усталостных повреждений в металле труб. Эти повреждения снижают несущую способность линейной части МН по сравнению с проектной, что приводит к увеличению вероятности отказов.

Для обеспечения безопасной эксплуатации любые ухудшения в состоянии нефтепровода должны своевременно предупреждаться. Для реализации этого принципа необходимы: систематический контроль трубопроводной системы неразрушающими методами, проведение ремонта или назначение безопасных технологических режимов перекачки нефти по результатам контроля.

Обострившаяся в России с начала 90-х годов экономическая ситуация не позволила как по финансовым, так и по техническим возможностям использовать в дальнейшем технологшо сплошного ремонта в качестве основного метода капитал!,ного ремонта линейной части нефтепроводов АК "Транснефть".

Поэтому в настоящее время вместо широкомасштабной сплошной замены протяженных участков трубопровода приоритетное значение получила стратегия выборочного ремонта (как более дешевый и эффективный вид капитального ремонта), которая заключается в том, что ремонтируются только дефектные трубы или дефектные участки. Применение технологии выборочного ремонта возможно только на основе проведения сплошного диагностического контроля трубопровода с применением внутритруб-ных инспекционных снарядов (ВИС), позволяющих выявлять дефекты трубопровода, требующие ремонта.

Практический опыт использования внутритрубных профи-лемеров "Калипер" и дефектоскопов "Ультраскан", накопленный

АО Центр технической диагностики "Диаскан" АК "Транснефть", показал высокую эффективность применения этих систем для не-разрушающего диагностического контроля магистральных нефтепроводов. Этими ВИС выявляются аномалии геометрии труб (вмятины, гофры, овальности сечения) и дефекты стенки: потери металла различного происхождения (коррозионного, механического, технологического), а также внутристенные несплошности типа расслоений и включений.

Следующим важным этапом является определение технического состояния трубопровода на основе полученной при внут-ритрубной инспекции диагностической информации о состоянии труб и дефектах. Высокая точность измерений, достигаемая ВИС "Калипер" и "Ультраскан" во время прогонов, позволяет не только обнаруживать дефекты, но также классифицировать их по типам и измерять их геометрические параметры. А это, в свою очередь, позволяет- проводить расчеты на прочность и тем самым количественно оценивать техническое состояние нефтепровода в зоне дефекта, причем, не производя вскрытия нефтепровода.

Целью диссертационной работы является оценка прочности линейной части магистральных нефтепроводов по данным внут-ритрубных инспекционных снарядов.

В работе решены следующие основные задачи:

1. Разработана методика оценки опасности дефектов геометрии труб магистральных трубопроводов (вмятины, гофры) по данным диагностического обследования внутритрубными профилеме-рами "Калипер". Методика позволяет оценивать прочность труб магистральных трубопроводов с дефектами геометрии, определяя допустимые рабочие давления перекачки.

2. Проведены экспериментальные стендовые испытания натурных труб при статическом разрушении внутренним давлением, с дефектами потери металла коррозионного и механического происхождения. Испыгывались трубы, вырезанные из действующих нефтепроводов и из аварийного запаса; как непосредственно после нанесения дефектов, так и после предварительного малоциклового нагружения, соответствующего 20-30 годам эксплуатации.

3. Проведен анализ возможности применения американских норм ANSI/ASME B31G-1984 к оценке прочности отечественных магистральных нефтепроводов в зоне дефектов. Исследованы влияние факторов деформационного старения и накопленных

усталостных повреждений в вершине дефекта; параметра аппроксимации площади расчетного сечения (параболическая, прямоугольная, точная); параметра разрушающего напряжения (предел текучести и временное сопротивление). Выполненный анализ показал, что необходима доработка норматива ВЗЮ для его использования при оценке прочности дефектных участков действующих нефтепроводов Компании "Транснефть".

4. Разработана методика оценки опасности дефектов стенки магистральных нефтепроводов (потери металла, расслоения) по данным внутритрубных дефектоскопов "Ультраскан". Проведенный сравнительный анализ расчетных и фактических разрушающих давлений труб показал, что расчет по предлагаемым в методике зависимостям обеспечивает необходимые запасы прочности и удовлетворяет требованиям'точности для практических инженерных расчетов: для коррозионных дефектов разница по сравнению с экспериментом не превышает 5%, для механических дефектов в среднем составляет 20-25%.

5. Предложен подход практического использования методики расчета на прочность нефтепроводов с дефектами по данным дефектоскопов "Ультраскан" для оценки технического состояния магистральных нефтепроводов АК "Транснефть" и обеспечения их эксплуатационной надежности. Разработанный подход позволяет установить безопасные технологические режимы перекачки нефти и планировать очередность проведения ремонтных работ на нефтепроводе.

Методы решения задач.

При решении поставленных задач использованы методы прикладной математики, математической статистики и метода конечных элементов. Ряд результатов получен на основе экспериментальных лабораторных исследований. Для подгверждения теоретических выводов и апробации предложенных в работе алгоритмов использованы данные внутритрубной дефектоскопии нефтепроводов АК "Транснефть".

Научная новизна заключается в следующем:

1. Разработана методика оценки опасности дефектов геометрии труб магистральных трубопроводов по данным обследования внутритрубными профилем ерами "Калипер", в которой опасность обнаруженных дефектов оценивается по критершо статической прочности от нагружения нормативным внутренним давлением.

б

2. Исследована реальная несущая способность труб магистральных нефтепроводов с дефектами потери металла коррозионного и механического происхождения. При стендовых испытаниях на статическую прочность натурных труб экспериментально получены фактические значения разрушающих давлений в зависимости от геометрических параметров дефектов.

3. Исследована возможность применимости американских норм ANSI/ASME B31G-1984 к оценке прочности магистральных нефтепроводов АК "Транснефть" в зоне дефектов. Проанализировано влияние различных факторов на величину разрушающего давления: деформационного старения стали и накопленных усталостных повреждений в вершине дефекта; параметра аппроксимации площади расчетного сечения (параболическая, прямоугольная, точная); критерия разрушающего напряжения (предел текучести и временное сопротивление). Установлено, что необходимо внесение изменений в норматив B31G для его адаптации к оценке прочности отечественных нефтепроводов.

4. Разработана методика оценки статической прочности от нагружения внутренним давлением магистральных нефтепроводов с дефектами, геометрические размеры которых задаются по данным диагностического обследования внутритрубными дефектоскопами "Ультраскан". По сравнению с нормативом ВЗЮ методика адаптирована к действующим российским нормативным документам по магистральным трубопроводам, расширена для дефектов механического и технологического происхождения, а также уточнена для отечественных трубных сталей. Получена достаточная для инженерных расчетов сходимость результатов расчета и экспериментов.

5. Разработан практический подход количественной оценки технического состояния магистральных нефтепроводов АК "Транснефть" на основе диагностической информации внут-ритрубных дефектоскопов и результатов расчетов на прочность. Этот подход позволяет установить безопасные технологические режимы перекачки нефти и планировать очередность проведения ремонтных работ на нефтепроводе.

На защиту выносятся результаты научного обобщения разработок в области повышения надежности эксплуатации систем магистральных нефтепроводов на основе использования внут-ритрубных инспекционных снарядов.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Научные результаты, полученные в работе, нашли применение при эксплуатации и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов. Суммарный учтенный экономический эффект от внедрения основных результатов, полученный в 1996 г., составил 563 350 ООО рублей (долевое участие автора - 50%).

Апробация работы.

Основные результаты работы докладывались на:

- совете главных инженеров АК "Транснефть" в г.Уфе 12 января 1995 г.;

- научно-технической конференции "Диагностика магистральных нефтепроводов и технологического оборудования трубопроводного транспорта неразрушающими методами контроля" на ВВЦ в г. Москве 5 апреля 1995г.;

- десятой международной школе "Расчет и управление надежностью больших механических систем" в г.Екатеринбурге 27 июня 1995г.;

- семинаре "Организация производства аппаратуры мониторинга и создание методик диагностики технического состояния оборудования и трубопроводов" международной специализированной выставки "Нефть и газ-95. Конверсия и машиностроение для топливно-энергетического комплекса" в г.Тюмени 14 сентября 1995г.;

- первой международной конференции "Компьютерные методы и обратные задачи в неразрушающем контроле и диагностике" в г.Минске 23 ноября 1995г.;

- шестой международной встрече "Диагностика-96" в г.Ялте 23 апреля 1996г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 13 работ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, выводов и списка литературы, включающего 172 наименования. Она содержит 163 страницы машинописного текста, 33 рисунка, 9 таблиц и приложения на 12 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи, научная новизна и практическая значимость результатов проведенных исследований.

Первая глава диссертации посвящена обзору методов и средств неразрушающего диагностического контроля и методов оценки прочности линейной части магистральных нефтепроводов.

Практический опыт ведущих диагностических фирм в области трубопроводного транспорта нефти и газа ("Бритиш Газ", "Пайптроникс", "Тьюбо-скоп", "Вегко", "Розен", АО ЦТД "Диаскан") показывает, что наиболее эффективной технологией неразрушающего диагностического контроля за техническим состоянием магистральных трубопроводов является внутритрубная диагностика с использованием "интеллектуальных" внутритруб-ных инспекционных снарядов.

Внутритрубная диагностика имеет ряд преимуществ перед другими альтернативными методами оценки технического состояния трубопроводов, в частности, перед методом гидроиспытаний. Это такие преимущества, как:

- высокая разрешающая способность: возможность обнаружения не только критических, но и потенциально опасных дефектов; возможность измерения геометрических параметров дефектов всех типов (гофры, вмятины, риски, забоины, коррозионные повреждения, расслоения, трещины, дефекты сварных швов);

- экономичность, связанная с тем, что не требуется вывода трубопровода из эксплуатации на длительное время;

- высокая производительность, достигаемая благодаря высокой скорости инспекции (равной скорости перекачки продукта);

- определение опасности дефектов на основе расчетов дефек-тосодержащих участков на прочность, позволяющих установить величины допустимых давлений перекачки для нефтепровода;

- возможность проведения выборочного ремонта;

-возможность определения скорости развития дефектов на

основе сравнения данных, полученных в разные периоды времени;

- возможность обеспечения (на основе вышеперечисленного) безопасных управляемых условий эксплуатации нефтепровода.

На сегодняшний день известно более 30 конструкций ВИС. Каждый такой диагностический снаряд достаточно уникален по своим возможностям и может использоваться для проведения конкретных видов инспекции.

Проведенный статистический анализ показывает, что большинство дефектов в трубопроводах распределены по трем основным группам: аномалии геометрии трубы (вмятины, гофры), дефекты стенки (потери металла и внутристенные несплошности типа расслоений), трещины и трещиноподобные дефекты в металле груб и сварных швах. Соответственно этому, внутритрубные диагностические приборы классифицируются на несколько типов по возможности обнаружения дефектов и их измерения.

Во втором разделе первой главы проводится анализ дефектов и причин отказов линейной части магистральных нефтепроводов. Показано, что в зависимости от условий возникновения отказы происходят из-за несовершенства проектных решений, заводского брака труб, брака строительно-монтажных работ, из-за нарушений нормальных условий эксплуатации, а также под действием рабочих эксплуатационных нагрузок.

В эксплуатации отказы на нефтепроводах возникают в основном по двум причинам: из-за коррозии и из-за повторно-статического характера воздействия внутреннего давления на стенку трубы.

Основными причинами коррозионного разрушения трубопроводов являются: несвоевременный ввод в эксплуатацию средств электрохимической защиты или необеспечиваемость ее требуемых параметров, низкое качество нанесения изоляционных покрытий, неправильная оценка степени агрессивности грунта.

Для реализации малоциклового разрушения одновременно должно существовать два фактора: циклический характер воздействия внутреннего давления на трубопровод и наличие концентрации напряжений. Цикличность нагружения магистральных трубопроводов появляется за счет изменения режимов и остановок перекачки. Циклический характер нагружения приводит к накоплению повреждений, развитию исходных (в основном металле и металле сварного шва: риски, непровары, структурные неоднородности и др.) и появлению новых трещиноподобных дефектов, которые, в свою очередь, приводят к появлению и росту усталостных трещин.

Совместное действие коррозионных дефектов и малоциклового нагружения интенсифицирует процесс снижения несущей способности трубопровода, что может приводить к появлению усталостных трещин в сечениях стенки, ослабленных коррозией.

В заключительном разделе первой главы проведен анализ известных отечествешшх и зарубежных подходов к оценке прочности и долговечности трубопроводов с дефектами. Обзор литературы проводился применительно к дефектам, которые обнаруживаются внутритрубными профилемерами "Калипер" и дефектоскопами "Улыраскан": коррозионные дефекты; дефекты формы трубы (вмятины и гофры); механические повреждения (риски, задиры, забоины).

Проведенный анализ показал, что отдельные методические подходы имеются, но эти методики не адаптированы к дефектам различных типов, конкретным трубным сталям, фактическим данным, получаемым внутритрубными инспекционными снарядами, а в ряде случаев - к действующим в России нормативным документам по магистральным трубопроводам.

Следующие главы работы посвящены исследованию и методической разработке этих вопросов.

Во второй главе разработан методический подход к оценке прочности элементов магистральных нефтепроводов с дефектами геометрии труб, обнаруживаемыми внутритрубными профилемерами.

Дефекты типа вмятин действующим нормативом (СНиП III-42-80) относятся к недопустимым. При обнаружении невозможно их все ликвидировать в короткий срок. Вместе с тем, очевидно, что опасность дефектов геометрии существенным образом зависит от их параметров, происхождения и условий эксплуатации трубопровода.

Поэтому была поставлена задача: разработать методику расчета опасности дефектов геометрии трубопровода, основанную на использовании диагностической информации по параметрам дефектов, получаемой при обследовании трубопровода с помощью профилемеров "Калипер".

С целью выбора и обоснования расчетных моделей был выполнен анализ вмятин в зависимости от их происхождения.

Проведенный статистический анализ по вмятинам показал, что в ряде случаев они являются комбинированными дефектами,

т.е. вмятинами, на которых имеются дефекты потери металла механического (риски) глубиной от 0.1мм до 2-3 мм (а в отдельных случаях и выше) или коррозионного происхождения. Такие комбинированные дефекты являются одними из наиболее опасных дефектов трубопровода, т.к. имеют повышенную концентрацию напряжений по сравнению с "чистыми" вмятинами или "чистыми" дефектами потери металла.

Реальные дефекты геометрии труб, фиксируемые внутри-трубными профилемерами, могут иметь различную природу возникновения (потеря устойчивости трубопровода при укладке и эксплуатации, механическое повреждение при транспортировке и строительстве, локальное "смятие" под весовой нагрузкой на "жесткой" опоре, нагружение трубопровода внутренним давлением и температурным перепадом с возникновением моментных нагрузок и кручением, особенно в слабонесущих грунтах, а также однократное изменение инженерно-геологических и гидрогеологических условий и т.д.).

Получение точных аналитических решений упругопластичс-- ских задач для трубы с вмятиной является весьма затруднительным, поскольку задача должна решаться в трехмерной постановке с учетом больших перемещений. Поэтому, в запас прочности, несущая способность трубы с вмятиной может быть рассчитана по деформационному критерию разрушения с использованием теоретического коэффициента концентрации напряжений без учета формоизменения.

Расчет концентрации напряжений во вмятине выполнялся нами по теории тонких осесимметричных оболочек при статическом нагружении внутренним давлением, с использованием метода конечных элементов. В качестве конечного элемента использовался элемент осесимметричной оболочки с полиномами первого и третьего порядка для аппроксимации соответственно продольных и поперечных перемещений.

При этом для каждой вмятины теоретический коэффициент концентрации напряжений определялся по двум расчетным моделям:

- для вмятины, ориентированной вдоль оси трубы, принималась осесимметричная модель в виде цилиндра с местным кольцевым сужением диаметра, совпадающим по форме с геометрией вмятины в осевом сечении трубы,

- для вмятины, ориентированной по окружности трубы, принималась осесимметричная модель в виде сферы с окружным сужением, совпадающим по форме с геометрией вмятины в окружном сечении трубы.

За расчетный выбирался максимальный из двух коэффициентов концентрации, полученных для осевой и окружной расчетных моделей вмятины.

В результате численного эксперимента получено, что для "классических" вмятин зона максимальных напряжений находится в центре вмятины (в точке наибольшего прогиба). Для вмятин, образовавшихся при потере устойчивости, наибольшие напряжения располагаются на краю вмятины в зоне перегиба.

Диагностическая информация, получаемая после проведения внутритрубной инспекции с применением ВИС типа "Калипер", может быть использована для оперативного принятия решения по приведению режима работы трубопровода к безопасному уровшо и определения приоритетов дополнительного обследования дефектных участков. С этой целью нами была разработана методика расчета статической прочности дефектосодержащсго элемента трубопровода с учетом конкретной информации, получаемой про-филемерами по параметрам дефектов. За основу этой методики была принята упрощенная модель расчета прочности трубопровода с дефектом геометрии трубы, основанная на результатах численного моделирования методом конечных элементов и натурных экспериментов по определению прочности труб с дефектами геометрии.

Оценка опасности дефекта геометрии выполняется по критерию статической прочности при нагружении дсфектосодержащего элемента нормативным (по СНиП 2.05.06-85) внутренним давлением.

Критерием допустимости дефекта принято условие неразрушимости трубопровода при испытательном давлении, соответствующем 90% от а0 2 - нормативного предела текучести трубной стали.

В качестве критерия образования разрушения (возникновения макротрещины) при статическом нагружении внутренним давлением принимается равенство интенсивности

максимальных местных напряжений <т, тах предельной прочности материала .

Учитывая, что профилемер "Калипер" при внутритрубной инспекции не обнаруживает риски во вмятинах, то при оценке опасности вмятин в запас прочности делается допущение, что возникновение дефектов типа "вмятина" сопровождается нанесением поверхностного дефекта в виде риски. Данное допущение сделано на основании проведенного анализа статистических данных по резуль татам дополнительного обследования в ряде АО МН вмятин, обнаруженных "Калипером".

Получено также, что во вмятинах механического происхождения возможно наличие механических дефектов стенки (типа рисок) глубиной до 0.21 (I - номинальная толщина стенки трубы), наносимых индентором при образовании вмятины. Возможное наличие таких рисок учитывается в методике введением коэффициента запаса по прочности пр-1.2. Такая величина коэффициента запаса по прочности принята на основе обработки результатов натурных экспериментов с трубами, имевшими дефекты в виде вмятин с царапинами, нанесенными при капитальном ремонте нефтепроводов.

При расчетах прочности для всех дефектов учитывается накопленное малоцикловое повреждение с момента возникновения дефекта и снижение трещиностойкости материала из-за "старения" в зависимости от срока эксплуатации трубопровода.

Учет накопленных повреждений в вершине дефекта из-за малоцикловых повреждений проводится введением коэффициента запаса Ку, зависящего от коэффициента концентрации напряжений во вмятине и времени эксплуатации с момента нанесения вмятины в годах.

Аналогичный подход был разработан и для гофров.

Точность разработанной методики оценивалась с использованием результатов натурных экспериментов. Получено, что принятые в методике допущения обеспечивают необходимые запасы прочности для оценки опасности "чистых" вмятин и вмятин с неглубокими (до 0.15 от толщины стенки) рисками; а также дефектов, параметры которых соответствуют наиболее вероятным дефектам эксплуатационного происхождения.

Третья глава посвящена экспериментальным исследованиям статической прочности труб с дефектами потери металла.

Обзор технической литературы показал, что эксперименты, связанные с прочностью труб, имеющих коррозионные повреждения, либо отсутствуют, либо выполнены на трубах зарубежного производства.

С этой целью автором были выполнены экспериментальные исследования статической прочности натурных труб с дефектами потери металла коррозионного происхождения. Для испытаний были выбраны 2 катушки труб, вырезанные из спиралешовных труб Ду 530x7 аварийного запаса, сталь марки 17ГС.

На поверхность катушек механическим способом, путем фрезерования и засверливания, наносились искусственные поверхностные дефекты с заданными геометрическими параметрами. Затем, для имитации коррозии они протравливалась водным раствором серной кислоты. Форма дефектов выбиралась таким образом, чтобы искусственные дефекты максимально соответствовали реальным повреждениям.

Для создания замкнутого объема к концам катушек приваривались эллиптические заглушки, и с помощью специальной гидравлической установки производилось нагружение внутренним давлением. В качестве нагружающей жидкости применялась вода. Нагружение производилось со скоростью 0.1 МПа/сек до появления разрушения.

Определение фактических механических характеристик материала испытанных труб, в объеме сертификата, проводилось на образцах, вырезанных из этих труб перед испытанием. В результате проведенных натурных испытаний двух труб с коррозионными дефектами были зафиксированы величины фактических разрушающих давлений при эксперименте. Кроме этих испытаний, были проанализированы результаты 8 статических испытаний до разрушения труб 530x9, 720x8.2 из сталей 17ГС и 19Г с механическими дефектами типа рисок, ориентированных в продольном направлении трубы. Трубы испытывались как непосредственно после нанесения дефектов, так и после предварительного малоциклового нагружения, соответствующего 20-30 годам эксплуатации. Результаты испытаний приведены в таблице.

Результаты сравнения расчетного и фактического значений разрушающего давления для труб 530x7, 530x9 720x8,2 из стали 17ГС и19Г с поверхностными дефектами

Параметры Предел текучести Расчетное разру-

дефекта материала, МПа шающее давление, разру-

Номер МПа шающее

дефекта Длина Макси- Норма- Факти- давление

вдоль мальная Норма- Факти- тивный ческий при экспе-

трубы, глубина, тивный ческий предел предел рименте,

мм (с!/1) текуче- текуче- МПА

сти сти

1 -корр 400 0,65 340 328 6,08 5,78 9,6

2-корр 400 0,64 340 328 6,14 5,87 10,1

3-мех 125 0,65 360 414 6,79 7,81 7,4

4-мехШ 500 0,22 360 410 7,96 9,06 6,6

5-мех 144 0,63 360 379 6,65 7,00 6,8

б-мех'2) 142 0,62 360 379 6,61 6,96 6,9

7-мех(-'> 144 0,71 360 379 6,29 6,62 6,9

8-мех(") 124 0,68 360 379 6,63 6,98 6,9

9-мех<5> 99 0,58 360 - 8,18 - 10,2

10-мех№ 107 0,46 360 - 11,34 - 11,0

где «корр» - дефект коррозионного происхождения, «мех» - дефект механического происхождения,

(1) - труба после 4-х лет эксплуатации на нефтепроводе,

(2) - разрушение на втором цикле нагружения,

(3) - разрушение на третьем цикле нагружения,

(4) - разрушение на четвертом цикле нагружения,

(5) - дефект с выращенной усталостной трещиной,

(6) - к моменту испытаний труба имела 3500 циклов на

гружения при давлении 7,0 Мпа.

На основе сравнения результатов проведенных натурных экспериментов на трубах с коррозионными и механическими дефектами с результатами расчета этих экспериментов по американским нормам ANSI/ASME B31G-1984 был проведен анализ применимости этих норм к оценке опасности разрушения отечественных магистральных нефтепроводов.

При этом было исследовано влияние различных эксплуатационных и геометрических факторов, а также параметров оценки предельного состояния на значения расчетных разрушающих давлений. Исследовались: учет факторов деформационного старения и накопленного усталостного повреждения в вершине дефекта; параметра аппроксимации площади расчетного сечения (параболическая, прямоугольная, точная); параметра разрушающего напряжения (предел текучести и временное сопротивление).

В конце третьей главы делается вывод о том, что необходима адаптация (модификация) норматива B31G к отечественным трубным сталям и расширение его применимости для всех дефектов стенки, обнаруживаемых дефектоскопом "Ультраскан": для потерь металла не только коррозионного, но и механического происхождения, а также для внутристенных несплошностей типа расслоений.

Четвертая глава работы посвящена методической разработке этих вопросов. За основу была принята классическая модель расчета прочности трубопровода с поверхностным дефектом стенки, разработанная в Battelle Memorial Institute и используемая, в частности, в нормативе ANSI/ASME B31G-1984. Основная расчетная зависимость разрушающего напряжения в трубе с поверхностным дефектом стенки от параметров трубы, несущей способности бездефектной трубы и геометрических параметров дефекта была получена по результатам широкомасштабных натурных испытаний.

Опыт использования норматива B31G показал достаточную его надежность при оценке прочности трубопроводов с дефектами стенки коррозионного происхождения.

Вместе с тем, проанализированные в третьей главе результаты натурных экспериментов по прочности отечественных труб с коррозионными и механическими дефектами стенки, в том числе после малоциклового нагружения показали, что в отдельных слу-

чаях использование норматива B31G при оценке прочности действующих нефтепроводов Компании "Транснефть" может привести к недостаточным запасам прочности. Это связано со следующими особенностями данного норматива:

Во-первых, заданное в нормативе B31G значение предельного напряжения для бездефектной трубы соответствует не разрушению трубы, а возникновению в ней "недопустимых" деформаций, в соответствии с принятым в ASME подходом к оценке живучести конструкций по критерию недопустимости пластического течения материала в зонах действия общих и местных напряжений.

Во-вторых, выбранное значение предельного напряжения (.1.1-SMYS -по первоначальному нормативу B31G или SMYS+lOPsi - по усовершенствованному нормативу) имеет, в значительной мерс, эмпирическое происхождение, т.е. учитывает технологию изготовления испытанных труб и не может автоматически переноситься на трубы, изготовленные из других сталей и по другим технологиям.

В-третьих, задание расчетных параметров дефекта, в рассматриваемом нормативе, ориентировано на оценку прочности трубы с классической коррозионной потерей металла стенки трубы. В этом случае параболическая аппроксимация дефекта обеспечивает достаточные запасы прочности (расчетная площадь дефекта больше фактической), за исключением случаев глубоких питтингов. Для надрезов (риски, царапины, задиры) и других дефектов механического происхождения площадь параболической аппроксимации дефекта может оказаться меньше фактической площади, что может привести к недостаточным запасам прочности (расчетное разрушающее давление ниже фактического разрушающего давления трубы).

В-четвертых, поскольку норматив B31G предназначен для оценки прочности корродированных трубопроводов (причем, главным образом газопроводов), в нем не учитывается возможное накопление усталостных повреждений в вершине дефекта.

В-пятых, используемые (по ANSI/ASME ВЗ 1.4, В31.8) трубные стали имеют высокую пластичность и низкую склонность к деформационному старению. Для отечественных трубных сталей, особенно 19Г, 17ГС и аналогичных, неучет деформационного старения недопустим.

С учетом вышеизложенного, нами была разработана расчетная методика, которая адаптирована к действующим российским нормативным документам по магистральным трубопроводам (СНиП 2.05.06-85, СНиП Ш-42.80 и др.) расширена для дефектов некоррозионного происхождения (механического - "риски", технологического - "расслоения"), а также уточнена для отечественных трубных сталей (учет влияния деформационного старения). В указанную методику по сравнению с нормативом B31G были внесены следующие изменения.

- В качестве предельного напряжения для бездефектной трубы выбрано напряжение <jb /1.15, соответствующее минимальному разрушающему напряжению (вероятность разрушения стремится к нулю) по данным натурных экспериментов на статическую прочность труб различного диаметра и технологии изготовления (за исключением случаев разрушения по сварным соединениям).

- Проводится разделение дефектов коррозионного и механического (металлургического) происхождения при оценке их опасности с учетом возможного накоплишя усталостного повреждения путем введения дополнительного коэффициента запаса rtd =1.1 для дефектов механического (металлургического) происхождения.

- Выполняется учет накопленного трубопроводом эксплуатационного повреждения из-за деформационного старения путем введения соответствующего коэффициента.

- В системе конструктивной надежности и интегральной оценки прочности магистрального нефтепровода особо важное значение имеет задание и поддержание определенного уровня прочности трубопровода. Практически единственным, на сегодняшний день, критерием интегральной оценки уровня прочности трубопровода является испытание повышенным давлением: гид-роопрессовка трубопровода при давлениях, создающих напряжения в трубе, равные 0.9-1.05 от нормативного предела текучести материала трубы. Гидроиспытания задают уровень нормативного запаса прочности по отношению к эксплуатационному давлению (реально, не менее 1.25). При длительной эксплуатации нефтепровода происходят необратимые повреждения материала труб, связанные с деформационным старением и усталостью. Это может привести к тому, что несущая способность даже бездефектных труб может снизиться до уровня ниже нормативного, устанавли-

ваемого испытательным давлением. С учетом изложенных соображений, в разработанной методике в качестве критерия опасности дефектов в запас прочности, принята нижняя граница указанного диапазона: уровень напряжений 0.9-а0 2.

Проведен сравнительный анализ значений расчетных разрушающих давлений по разработанной методике с фактическими разрушающими давлениями труб при испытаниях, представленных в третьей главе (результаты сравнения приведены на рис. 1).

Результаты сравнения расчетного и экспфиментального разрушающего давления для труб с поверхностными дефектами стенки трубопровода коррозионного и механического происхождения

23456789 10 ''щ^2 Расчетное разрушающее давление

х Расчет по методик: автора,

д Расчет по нормативам АК31/АМЕ ВЗIСД, механичесхнй дефект, о Расчет по нормативам А№1/АМЕВ31Цкорроионнындсфасг.

Рие.1.

Результаты сравнения показали, что расчет по предлагаемым в методике зависимостям обеспечивает необходимые запасы прочности (расчетное разрушающее давление во всех случаях ниже разрушающего давления при экспериментах, т.е. расчет в запас прочности) и удовлетворяет требованиям точности для практических инженерных расчетов: для коррозионных дефектов разница во сравнению с экспериментом не превышает 5%, для механических дефектов в среднем составляет 20-25%.

Разработанный методический подход по оценке опасности дефектов утвержден в АК "Транснефть" и согласован с Госгортех-надзором России. На основе этого подхода в АО ЦТД "Диаскан" выполняются расчеты на прочность для всех участков нефтепроводов, обследованных дефектоскопами "Ультраскан". В результате этих расчетов все обнаруженные при внутритрубной дефектоскопии дефекты классифицируются по степени опасности на опасные и неопасные (соответствующая диаграмма приведена на рис.2), при этом для каждого опасного дефекта определяется расчетное допустимое давление перекачки нефти рдоп.

В последнем разделе четвертой главы приведены примеры практического использования разработанной методики для оценки технического состояния магистральных нефтепроводов АК "Транснефть". Результаты расчетов на прочность позволяют планировать проведение ремонтных работ на трубопроводе: определить опасные дефекты, выбрать безопасный технологический режим перекачки нефти, выбрать оптимальную очередность ремонта дефектов. Реализация такого подхода позволяет повысить безопасность действующих магистральных нефтепроводов и уменьшить вероятность возникновения отказов на них.

Кривые опасности дефектов

"риска" (1), "расслоение" (2), "коррозия точечная" (3), "коррозия пятнами" (4).

Рис. 2

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Разработана методика оценки опасности дефектов геометрии труб магистральных трубопроводов (вмятины, гофры) по данным диагностического обследования внутритрубными профилеме-рами "Калипер", в которой опасность обнаруженных дефектов определяется по критерию статической прочности от нагружения нормативным внутренним давлением. Методика позволяет оценивать прочность труб магистральных трубопроводов с дефектами геометрии, определяя допустимые рабочие давления перекачки.

2. Исследована реальная несущая способность труб магистральных нефтепроводов с дефектами потери металла коррозионного и механического происхождения. При стендовых испытаниях на статическую прочность натурных труб экспериментально получены фактические значения разрушающих давлений в зависимости от геометрических параметров дефектов.

3. Исследована возможность применимости американских норм ANSI/ASME B31G-1984 к оценке прочности магистральных нефтепроводов АК "Транснефть" в зоне дефектов. Установлено, что необходимо внесение изменений в норматив B31G для его адаптации к оценке прочности отечественных нефтепроводов.

4. Разработана методика оценки по критерию статической прочности опасности дефектов стенки труб (потери металла, расслоения) магистральных нефтепроводов на основе данных внут-ритрубных дефектоскопов о геометрических параметрах дефектов. Получена достаточная для практических целей сходимость результатов расчета по разработанной методике и экспериментов: для коррозионных дефектов разница во сравнению с экспериментом не превышает 5%, для механических дефектов в среднем составляет 20-25%.

5. Разработан практический подход количественной оценки технического состояния магистральных нефтепроводов АК "Транснефть" на основе диагностической информации внут-ритрубных дефектоскопов и результатов расчетов на прочность. Этот подход позволяет установить безопасные технологические режимы перекачки нефти и планировать очередность проведения ремонтных работ на нефтепроводе.

Научные результаты, полученные в работе, нашли применение при эксплуатации и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов. Методика расчета опасности дефектов стенки труб магистральных нефтепроводов по данным обследования внут-ритрубными дефектоскопами доведена до уровня ее практического использования, согласована Госгортехнадзором России и утверждена АК "Транснефть" в качестве нормативного отраслевого документа.

Экономический эффект от внедрения разработанной методики при выполнении ремонта нефтепровода Сургут - Полоцк на участке Лазарево - Килемары за счет сокращения объема земляных работ по вскрытию нефтепровода составил 563 350 ООО рублей в ценах 1996 года (доля автора 50%).

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Фокин М.Ф., Васин Е.С. Методика определения опасности дефектов труб по данным обследования внутритрубными профи-лемерами: Москва, АК "Транснефть", 1994, 20с.

2. Фокин М.Ф., Васин Е.С. Методика определения опасности повреждений стенки труб магистральных нефтепроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами: Москва, АК "Транснефть", 1994, 31с.

3. Фокин М.Ф., Васин Е.С. Методика определения остаточного ресурса трубопроводов с дефектами, определяемыми внутритрубными инспекционными снарядами: Москва, АК "Транснефть", 1994, 36с.

4. Васин Е.С. Пятая международная деловая встреча "Диагностика-95" // Трубопроводный транспорт нефти. - 1995. -N5. - с. 30-33.

5. Васин Е.С. Оценка прочности и остаточного ресурса дефек-тосодержащих труб магистральных нефтепроводов по данным внуфитрубных инспекционных снарядов // Тез. докл. 10-й международной школы "Расчет и управление надежностью больших механических систем" - Екатеринбург. - 1995.

6. Васин Е.С. Применение комплексной технологии и программного обеспечения для внутритрубной и акустико-эмиссионной диагностики // Тез. докл. 1-й международной конфе-

ренции "Компьютерные методы и обратные задачи в неразру-шающем контроле и диагностике" - Минск. - 1995, с.308-313.

7. Черняев К.В., Васин Е.С. Применение прочностных расчетов для оценки на основе внутритрубной дефектоскопии технического состояния магистральных нефтепроводов с дефектами // Трубопроводный транспорт нефти. - 1996. - N1, с.11-15.

8. Васин Е.С. Оценка технического состояния магистральных нефтепроводов по результатам диагностического контроля // Трубопроводный транспорт нефти. - 1996,- N4, с.26-29.

9. Черняев К.В., Васин Е.С., Трубицын В.А., Фокин М.Ф. Оценка прочности труб с вмятинами по данным внутритрубных профилемеров // Трубопроводный транспорт нефти. - 1996.- N4, с.8-12.

10. Фокин М.Ф., Трубицын В.А., Черняев К.В., Васин Е.С. Экспериментальное исследование с целью определения остаточного ресурса труб с дефектами геометрии // Трубопроводный транспорт нефти. - 1996.-N4, с. 13-16.

11. Черняев К.В., Васин Е.С. Опыт диагностического контроля магистральных трубопроводов Акционерной Компании "Транснефть" // Тез. докл. 6-ой Международной деловой встречи "Диагностика-96", г.Ялта.-1996.

12. Васин Е.С. Шестая международная деловая встреча "Диагностика -96" // Трубопроводный транспорт нефти. - 1996.- №6, с.9-13.

13. Черняев К.В., Рыбка С.А., Васин Е.С. Внутритрубная инспекция и системный подход к обеспечению безопасной эксплуата-

ции магистральных нефтепроводов АК "Транснефть" // Тез. докл. научно-технического семинара "Передовые методы и средства защиты трубопроводных систем от коррозии", г.Кострома, 1996г., 87 е., с.37-40.

Соискатель Е.С.Васин